1．引言
1.1我國城市燃氣的發展趨勢
自建國以來至今，我國城市燃氣事業有了很大的發展。從五、六十年代的小焦爐和冶金工業的焦爐余氣到七十年代的煉油廠干氣、重油裂解氣、化肥廠排放氣，再到八十年代的人工煤氣（發生爐煤氣、水煤氣、焦碳制氣等）以及八十年代末、九十年代的液化石油氣和天然氣，經歷了由小到大、由劣到優的發展歷程。
目前，我國城市燃氣主要由人工煤氣、液化石油氣和天然氣構成。人工煤氣由于投資大、氣質差、熱值低和環境污染問題，已被國家列入限制發展的產業；液化石油氣屬于清潔、高熱值的優質燃料，但近幾年隨著國際原油市場價格的攀升，氣價持續上揚，而且即將全部取消政府補貼，步入市場，因此氣價偏高，一定程度上限制了發展；天然氣儲量豐富，開采成本低，易于控制，屬于清潔、優質燃料，具有良好的經濟和環境效益，因此，城市燃氣的發展趨勢將以天然氣為主、液化石油氣長期并存。
1.2發展小區管道燃氣供應的必要性
我國大中城市的天然氣供應一般是經長輸管線進入城市管網，再經調壓后供居民及工業用戶使用。而一些小城鎮和大城市的郊區由于遠離天然氣供氣管網，入網投資大、周期長，暫時還不具備接通天然氣的條件。為了使這些地區及早提高氣化率，使居民生活更便捷，發展一些投資少、見效快、易于與天然氣置換的管道燃氣供應方式就非常必要了。本文即針對上述情況對幾種常見的小區管道燃氣供應作技術及經濟上的分析，為燃氣用戶在供應方式的選擇上提供一定依據。
2．常見的小區管道燃氣供應方式
2.1液化石油氣（以下簡稱LPG）集中供應
所謂LPG集中供應，是指將液態LPG集中蒸發為氣態，由管道輸送入戶的供應方式。它一改鋼瓶供應的分戶散裝儲存，戶內儲存量只為15kg鋼瓶的1/1000甚至更少，大大提高了安全性和供氣的穩定性，減少了殘液量，減輕了用戶搬運鋼瓶的勞動強度，使LPG用戶享受到與天然氣用戶同等的便捷。
按LPG儲存和蒸發的方式不同，LPG集中供應又分為三類，即瓶組自然氣化、瓶組強制氣化和儲罐強制氣化，其工藝流程見下圖：
a.瓶組自然氣化
50kg鋼瓶組→調壓器→供氣管網
b．瓶組強制氣化
50kg鋼瓶組→蒸發器→調壓器→氣液分離器→供氣管網
c．儲罐強制氣化
槽車→儲罐→蒸發器→調壓器→氣液分離→器供氣管網
由圖可見，瓶組自然氣化最為簡單，投資很小，占地面積小，但受自然氣化能力的影響，規模受到限制。寒冷地區宜加伴熱裝置，否則不但氣化能力差，使用國產氣（重組分較多）的用戶殘液量也會增大。
瓶組強制氣化同樣具有占地面積小的優點，且由于采用蒸發器強制氣化，使得供氣能力大大提高。限制其供應規模的因素主要是鋼瓶的運輸能力與裝卸強度。
儲罐強制氣化雖然只是在儲存方式上由瓶組改為臥罐，但站內設施卻復雜了許多，除了增加液化氣動力設備（供液泵、卸車泵等）外，濃度報警、自動控制、消防水、防雷防靜電、土建等工程量都大大增加，投資亦隨之加大，但運行可靠性強，工人勞動強度小，供應規模大。
值得一提的是，LPG集中供應的主要問題在于輸配時的再液化上。以最常見的（30％C3+70％C4）液化氣為例，低壓輸送（400mmH2O）時，其露點為-7℃；中壓輸送（0.7kg/cm2）時，其露點為-1℃。也就是說，管道外壁溫度-2℃＜T＜4℃時，適合低壓輸送；T＞4℃時，才可能采用中壓輸送。這在一定程度上限制了LPG集中供應的地區和供應半徑。
綜合考慮各種因素的影響和實際應用中的經驗，總結出幾種供應方式的適用范圍及其他情況，詳見下表：
表1
|
供應方式
|
適用范圍（Kg/h）
|
占地面積（m2）
|
投資（萬元）
|
|
瓶組自然氣化
|
<50
|
<200
|
<20
|
|
瓶組強制氣化
|
50-500
|
<400
|
30-60
|
|
儲罐強制氣化
|
500-20000
|
1000-3000
|
90-200
|
2.2液化石油氣混空氣（以下簡稱MIX）供應
MIX供應是在LPG集中供應的基礎上，按一定比例與空氣摻混（一般為1：1），形成與天然氣性質相近的混合氣。與純LPG相比，它具備兩個明顯的優勢，一是可與天然氣直接置換而不需改變任何用氣設備；二是解決了輸配過程中的再液化問題，露點可達到-30℃～-40℃，基本取消了地域限制，淡化了供應半徑的概念。
按儲存方式的不同，也分為瓶組式MIX供應和儲罐式MIX供應（根據混氣設備的不同，還可分為引射式和比例式兩種）。其工藝流程如下：
a.瓶組式MIX供應
50kg鋼瓶組→蒸發器→引射式混氣機→供氣管網
b．儲罐引射式MIX供應
槽車→儲罐→蒸發器→引射式混氣機→供氣管網
c.儲罐比例式MIX供應
槽車→儲罐→蒸發器→比例式混氣機→供氣管網
空壓機→干燥器→穩壓罐 ↑
瓶組式MIX供應的特點是投資省、占地少、系統簡單，但供應規模較小。鋼瓶內的壓力一般為1～5kg/cm2，難以保證引射式混氣機入口壓力（4～5kg／cm2）的要求。為了使混氣機正常運行，可采取兩種方法，一種是利用氮氣為瓶組加壓，使其出口壓力達到要求；一種是利用泵使出口壓力穩定在要求的范圍內，具體做法是將氣液兩相瓶翻轉使用，原氣相口與泵入口相連，原液相口與泵回流管相接，以滿足泵的運轉需要。
儲罐引射式MIX供應只是在LPG儲罐強制氣化的基礎上增加引射式混氣機和中央控制系統，供氣壓力在0.3kg/cm2左右。儲罐比例式MIX供應與引射式的區別一是將混氣機改為比例式，一是增加壓縮空氣系統，混氣供氣壓力一般在1kg/cm2左右（根據需要還可再提高）。比例式MIX供應適合較大規模的用戶，一般要求最小用量不小于總供氣量的1％，否則容易出現設備出口處的再液化現象和比例漂移現象。可以看出，采用儲罐式MIX供應既不存在LPG再液化問題，也不會因為輸配壓力低而影響供應規模，因此，對于從小區到中小城鎮的供應上是不存在障礙的。
具體情況見下表：
表2
|
供應方式
|
適用范圍（Nm3/日）
|
占地面積（m2）
|
投資（萬元）
|
|
瓶組式MIX供應
|
40-400
|
<400
|
45-90
|
|
儲罐引射式MIX供應
|
400-8000
|
1000-3000
|
120-350
|
|
儲罐比例式MIX供應
|
>5000
|
>3000
|
>400
|
2.3壓縮天然氣（以下簡稱CNG）供應
CNG供應是近兩年出現的較新的供應方式。它是利用油田氣井氣或伴生氣經凈化分離，脫除H2S、H2O后，再經過多級壓縮至200～250kg/cm2，然后壓入高壓鋼瓶組（即撬塊）。撬塊由汽車運到小區的供氣站，經加臭處理和調壓裝置多級減壓，以中壓（1kg/cm2）或低壓（300mmH2O左右）送入供氣管網供居民使用。
采用CNG供應方式的供氣站設備少，工藝過程簡單，投資小，建設周期短，運行成本低，又可以直接與市政天然氣置換，因此不失為一種先進的小區供氣模式。
比較小型的CNG供氣站一般利用撬塊儲存，撬塊系列容積為200～5000Nm3，可根據不同規模的用戶進行選擇。受撬車運輸能力的限制，日供氣能力超過10000Nm3的供氣站應采用儲罐儲存（儲存壓力為16kg/cm2），站的投資相應增大。
其具體情況見下表：
表3
|
供應方式
|
適用范圍（Nm3/日）
|
戰地面積
|
投資（萬元）
|
|
撬塊儲存方式
|
200-10000
|
600-1500
|
60-180
|
|
儲罐儲存方式
|
>5000
|
>2000
|
>270
|
3.三類（LPG、MIX、NG）供應方式的運行成本比較
由于篇幅有限，為了方便比較，以一常見規模的小區為例進行分析。該小區位于北京遠郊，建筑面積為8.25萬m2，約660戶，用燃氣解決居民炊事、熱水及采暖問題。燃氣參數均以北京地區為準。
3.1三類燃氣的特性參數
表4
|
|
LPG
|
MIX
|
CNG
|
|
成分（體積%）
|
丙烷 5
丙烯 23 丁烷 23 丁烯 45 C5以上 4 |
丙烷 2.5
丙烯 11.5 丁烷 11.5 丁烯 22.5 C5以上 2 氧氣 10.5 氮氣 39 其它 0.5 |
甲烷 83.0
乙烷 10.6 丙烷 3.3 丁烷 1.0 C5以上 2.1 |
|
密度
|
氣相 2.52Kg/Nm3
液相 0.56T/Nm3 氣相相對密度 1.29 (空氣為1) |
氣相 1.91Kg/Nm3
氣相相對密度 1.48 (空氣為1) |
氣相 0.83Kg/Nm3
氣相相對密度 0.64 (空氣為1) |
|
熱值（Kcal/Nm3）
|
高熱值 28900
低熱值 26500 |
高熱值 14450
低熱值 13250 |
低熱值 9331
|
|
華白指數（Kcal/Nm3）
|
20670.05
|
11890.3
|
11663.8
|
3.2用氣量
由于該小區的采暖也由燃氣解決，其冬季、夏季用氣量差別較大，因此分別列于下表：
表5
|
燃氣種類
|
單位
|
小時用氣量
|
日用氣量
|
||
|
夏季
|
冬季
|
夏季
|
冬季
|
||
|
純液化氣
|
Nm3
Kg |
45
112.5 |
192
480 |
77.5
194 |
2500
6250 |
|
混氣
|
Nm3
|
90
|
385
|
155
|
5000
|
|
壓縮天然氣
|
Nm3
|
126
|
450
|
317
|
7000
|
3.3工程投資
三種供應方式的工程投資估算見下表：
表6
|
項目
|
投資（萬元）
|
||
|
LPG
|
MIX
|
CNG
|
|
|
供氣站
|
146.5
|
209
|
90
|
|
燃氣管網
|
40
|
40
|
40
|
|
戶內燃氣系統
|
66
|
66
|
66
|
|
總計
|
252.5
|
315
|
196
|
注：供氣站的供氣能力以滿足冬季用氣量為準。
3.4運行成本分析
3.4.1LPG供應成本分析
表7
|
序號
|
項目
|
單價
|
全年
|
|
|
|
生產負荷
|
年耗用量
|
|
（萬元）
|
|
1
|
購入原材料（液化氣）
|
796.56
|
3100元/噸
|
247
|
|
2
|
電費
|
電量×電價
|
|
3.3
|
|
2.1
|
電量（萬千瓦時/年）
|
6
|
|
|
|
2.2
|
電價（元/千瓦時）
|
0.55
|
|
|
|
3
|
工資及福利費
|
人數×人工單價
|
|
12.6
|
|
3.1
|
職工人數（人）
|
9
|
|
|
|
3.2
|
人員工資（萬元/人年）
|
1.4
|
|
|
|
4
|
折舊費
|
折舊年限（年）
|
25
|
10.1
|
|
5
|
大修、管理及其他費用
|
固定資產×比例
|
0.3%
|
0.76
|
|
6
|
總成本費
|
|
|
273.76
|
|
7
|
單位估算成本
|
|
元/立方米
|
8.59
|
|
8
|
單位熱量成本
|
|
元/萬Kcal
|
3.24
|
3.4.2MIX供應成本分析
表8
|
序號
|
項目
|
單價
|
全年
|
|
|
|
生產負荷
|
年耗用量
|
|
（萬元）
|
|
1
|
購入原材料（液化氣）
|
796.56
|
3100元/噸
|
247
|
|
2
|
電費
|
電量×電價
|
|
3.4
|
|
2.1
|
電量（萬千瓦時/年）
|
6.2
|
|
|
|
2.2
|
電價（元/千瓦時）
|
0.55
|
|
|
|
3
|
工資及福利費
|
人數×人工單價
|
|
15.4
|
|
3.1
|
職工人數（人）
|
11
|
|
|
|
3.2
|
人員工資（萬元/人年）
|
1.4
|
|
|
|
4
|
折舊費
|
折舊年限（年）
|
25
|
12.6
|
|
5
|
大修、管理及其他費用
|
固定資產×比例
|
0.3%
|
0.95
|
|
6
|
總成本費
|
|
|
279.35
|
|
7
|
單位估算成本
|
|
元/立方米
|
4.38
|
|
8
|
單位熱量成本
|
|
元/萬Kcal
|
3.29
|
3.4.3CNG供應成本分析
表9
|
序號
|
項目
|
單價
|
全年
|
|
|
|
生產負荷
|
年耗用量
|
|
（萬元）
|
|
1
|
購入原材料（壓縮天然氣）
|
916080
|
2.0-2.2元/立方米
|
183.2-201
|
|
2
|
電費
|
電量×電價
|
|
1.5
|
|
2.1
|
電量（萬千瓦時/年）
|
2.7
|
|
|
|
2.2
|
電價（元/千瓦時）
|
0.55
|
|
|
|
3
|
工資及福利費
|
人數×人工單價
|
|
9.8
|
|
3.1
|
職工人數（人）
|
7
|
|
|
|
3.2
|
人員工資（萬元/人年）
|
1.4
|
|
|
|
4
|
折舊費
|
折舊年限（年）
|
25
|
7.84
|
|
5
|
大修、管理及其他費用
|
固定資產×比例
|
0.3%
|
0.59
|
|
6
|
總成本費
|
|
|
202.93-220.73
|
|
7
|
單位估算成本
|
|
元/立方米
|
2.22-2.41
|
|
8
|
單位熱量成本
|
|
元/萬Kcal
|
2.38-2.58
|
3.5結論
通過對常見規模的小區燃氣供應的實例對比可以看出，在同等供應規模的基礎上，以CNG供應方式投資最省，單位熱量成本最低，而MIX供應方式的投資和單位熱量成本最高。
值得說明的是，本文成本分析中所引用的LPG價格為3100元／噸，在市場浮動價格中是偏高的，如果引用曾經達到的最低價1500元／噸，則MIX供應的單位熱量成本為2.38元，基本與CNG成本持平。但是實際上CNG的開采成本很低，還存在很大的降價空間，可以說，他完全有能力隨著LPG市場的浮動，永遠以低于LPG的價格走入市場。
4.小區管道燃氣供應方式選擇的一般原則
通過以上對小區管道燃氣供應的技術經濟分析可以看出，其供應方式是多樣的、靈活的，影響供應方式選擇的因素很多，這里只給出選擇的一般原則：
i．如果用戶首先考慮的是供氣價格，又處于CNG加壓站運距300km以內，則應首選CNG供應方式，具體儲存方式的選擇見表3。
ii．若不具備CNG的供應條件，又考慮近期置換市政天然氣的小區，則應選擇MIX供應方式，具體選擇見表2。
iii．不具備CNG的供應條件，近期不可能置換市政天然氣的小區，LPG供應方式應為第一選擇，但一定是在能夠保證管道外壁溫度大于露點5℃的地區，否則應選擇MIX供應。
iv．對特小規模（＜50kg／h＝的小區，應首選LPG瓶組氣化形式，與采用最小規模CNG供應方式相比，其初期投資節省的資金至少為40萬元，用于補償CNG與LPG的運行成本差價，至少可達5年。
